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Convenzione di Ricerca

Autorità per l’Energia Elettrica ed il Gas

Determinazione del gas non

contabilizzato nelle reti di trasporto:

studi, analisi e verifiche inerenti

gli impianti di misura.

RRaappppoorrttoo TTeeccnniiccoo Fase III - Analisi del gas non

contabilizzato

Università degli Studi di Cassino

DIPARTIMENTO DI MECCANICA, STRUTTURE,

AMBIENTE E TERRITORIO

CCoonnvveennzziioonnee ddii RRiicceerrccaa

AAuuttoorriittàà ppeerr ll’’EEnneerrggiiaa EElleettttrriiccaa eedd iill GGaass

RRaappppoorrttoo TTeeccnniiccoo ddii RRiicceerrccaa

FFaassee IIIIII

Determinazione del gas non contabilizzato nelle

reti di trasporto: studi, analisi e verifiche

inerenti gli impianti di misura

Analisi del gas non contabilizzato

Cassino, 21/06/2010

Il Responsabile della Convenzione Gli Autori

Prof. Marco Dell’Isola Prof. Paolo Vigo

Ing. Fausto Arpino

Ing. Giorgio Ficco

Università degli Studi di Cassino

DiMSAT

Dipartimento di Meccanica, Strutture, Ambiente e Territorio

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Determinazione del gas non contabilizzato nelle reti di trasporto:studi, analisi e verifiche inerenti gli impianti di misura

Rapporto Tecnico Fase II1: Analisi del gas non contabilizzato.

Indice

1. SCOPO 4

2. BILANCIO DELLE RETI DI TRASPORTO ED ANALISI DEL GAS NON

CONTABILIZZATO 4

2.1 Stima delle quantità immesse, stoccate e prelevate 7

2.2 Stima delle quantità autoconsumate 16

2.3 Stima delle quantità perse 17

2.4 Stima delle quantità accumulate 20

3. GNC SU ALTRE RETI DI TRASPORTO 22

4. ANALISI DELLA COMPATIBILITÀ DEL GNC CON L’INCERTEZZA DI MISURA

ASSOCIATA 24

4.1 Analisi dell’andamento del GNC mensile e correlazione con alcune cause di incertezza 24

4.2. Propagazione delle incertezze sul GNC 26

5. AZIONI DI MIGLIORAMENTO 33

6. BIBLIOGRAFIA 37

Pag. 4 di 39



1. Scopo

L’obiettivo del presente studio è l’analisi delle cause che determinano l’entità del GNC (Gas Non

Contabilizzato) sulla rete di trasporto e la valutazione delle proposte di adeguamento di SRG (Snam

Rete Gas) per la riduzione del GNC. A tale scopo è stata effettuata:

- un’indagine sul GNC delle reti di trasporto;

- un’analisi delle cause che determinano il GNC con particolare riferimento all’influenza delle

incertezze dei sistemi di misura installati nella rete di trasporto;

- un’analisi critica dei diversi approcci al bilancio di una rete di gas applicata al breve (mese)

e lungo (anno) periodo;

- un’analisi statistica del comportamento tendenziale del GNC annuale e mensile.

Particolare attenzione è stata posta all’influenza dell’incertezza di misura nella contabilizzazione

delle quantità di gas naturale in ingresso ed in uscita dalla rete. Misure poco accurate possono,

infatti, comportare elevate quantità di gas non contabilizzato e, conseguentemente, potenziali

perdite economiche, che vanno a discapito di tutti gli attori del sistema.

2. Bilancio delle reti di trasporto ed analisi del gas non contabilizzato

Il bilancio di una rete di trasporto è uno strumento fondamentale sia dal punto di vista economico

per allocare correttamente i costi tra gli utenti del servizio, sia dal punto di vista gestionale per

mantenere continuità del servizio bilanciando opportunamente la rete, sia infine dal punto di vista

ambientale per garantire la sicurezza e contenere le emissioni [1]-[2]. In altre parole, per assicurare

un esercizio sicuro ed efficiente, è necessario garantire la qualità e l’affidabilità delle misure della

portata e dei parametri chimico-fisici ad essa associati quali la pressione, la temperatura, la massa

volumica ed il potere calorifico [3]-[5]

A causa degli inevitabili errori nella misura e nella stima statistica delle diverse aliquote di bilancio,

la chiusura esatta dello stesso è di fatto sempre puramente teorica. Ciò nonostante risulta

assolutamente indispensabile comprendere se gli errori sul bilancio (che in gergo vengono

denominati GNC ovvero Gas Non Contabilizzato) sono per così dire “fisiologici”, oppure

determinati da anomali ineluttabili deterioramenti nell'uso di componenti e sistemi. A tale scopo è

necessario valutare le diverse cause che influiscono sul GNC, prima tra tutte la capacità

prestazionale dei sistemi di misura (in termini di incertezze) in modo da poter discriminare le

situazioni di funzionamento “non conforme” da quelle compatibili con le prestazioni dei sistemi

stessi. In altre parole è opportuno comprendere se gli errori di misura risultano statisticamente

accettabili rispetto alle incertezze di misura delle aliquote di bilancio.

Il bilancio del gas può riguardare qualunque fase del sistema di gestione del gas, ma ha particolare

rilevanza sulla rete di trasporto a causa dell’elevato numero di utenti (e quindi di misuratori) e della

estensione geografica della rete stessa.

Teoricamente, il bilancio dovrebbe essere effettuato direttamente sulle quantità in massa o in

energia che transitano sulla rete in determinati intervalli temporali (generalmente il mese o l’anno)

coerentemente con le misurazioni. Generalmente però, a causa della difficoltà tecnologiche di

misura le quantità in ingressi ed in uscita vengono misurate in volume e riferite ad una assegnata

condizione termodinamica (generalmente fissata ad una pressione di 101325 Pa ed una temperatura

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del gas di 15 °C). In figura 1 vengono schematicamente riportati i termini di bilancio su di una rete

di trasporto del gas naturale. Da essa emerge che il bilancio fisico analizza la movimentazione del

gas sull’intera rete dai punti d’immissione ai punti di prelievo. A tal fine è necessario valutare le

quantità di gas (in massa o in energia):

immesse nella rete (derivanti da importazioni, produzioni locali e rigassificazione GNL), Qi;

stoccate (derivanti da stoccaggi in ingresso ed in uscita), Qs;

prelevate dalla rete, Qu;

consumate dal trasportatore (destinate ad usi interni particolari quali centrali di

compressione, prelievi da campionamenti e analisi, preriscaldo gas, …), Qc;

perse sulla rete (dovuti a trafilamenti dalla rete e dalle apparecchiature/valvole,

manutenzioni, rotture, ventato), Qp;

accumulate nella rete (derivanti da svaso/invaso della rete anche denominato tecnicamente

line-pack ΔLP

non contabilizzate (dovute ad inevitabili errori di misura e stima), GNC.

Pertanto l’equazione di bilancio può scriversi:

GNCLPQQQQQp

p

c

c

u

u

i

s

i

i (1)

Dalla relazione (1) ne deriva che il termine, “gas non contabilizzato” non indica una perdita del gas

dalla rete di trasporto, ma la differenza tra tutti i termini in ingresso e uscita (incluso il termine di

accumulo di svaso/invaso). Le perdite di gas pertanto contribuiscono al gas non contabilizzato nella

misura in cui non vengono esattamente stimate. Esistono numerose cause che possono contribuire

ad incrementare il gas non contabilizzato. Ogni rete è diversamente influenzata da queste, ma

certamente le principali cause sono riconducibili a:

- l’incertezza di contabilizzazione delle portate di gas in ingresso ed uscita;

- l’incertezza sulla stima delle perdite sulla rete e degli autoconsumi;

- l’incertezza sulla stima del line-pack.

Fig.1 – Bilancio sulla rete di trasporto del gas naturale

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Sebbene in una rete di trasporto del gas sia fondamentale conoscere le quantità movimentate in

termini di massa o di energia, le tecnologie di misura attualmente disponibili consentono di

effettuare correttamente soltanto un bilancio in volume. Pertanto, sia in ambito nazionale che

internazionale, si è soliti riferirsi ai volumi di gas ricondotti alle condizioni di riferimento di 15 °C e

di 101325 Pa (denominate anche standard o base) e calcolati mediante l’uso di dispositivi ausiliari

quali i convertitori di volumi e gascromatografi.

Le quantità in volume devono poi essere ricondotte a quantità in massa o in energia per poter

successivamente effettuare un bilancio corretto sulla rete. Inoltre, per stimare le quantità perse,

consumate e accumulate è necessario ricorrere a metodi di misura indiretti che inevitabilmente

presentano incertezze di misura più elevate. D’altra parte queste ultime quantità risultano

generalmente poco rilevanti in quanto di gran lunga inferiori rispetto alle quantità contabilizzate in

ingresso e uscita.

Nel seguito vengono riportate le modalità di stima e misura delle diverse quantità di gas che

riguardano i differenti termini del bilancio nella rete di trasporto italiana.

Ad oggi, la rete di trasporto del gas in Italia, diffusa su quasi tutto il territorio nazionale, si sviluppa

per circa 33.500 km, di cui circa 24.500 km di rete regionale di trasporto (gestita dalle società Snam

Rete Gas S.p.A., Società Gasdotti Italia S.p.A., Metanalpi Energia S.r.l., Consorzio della Media

Valtellina per il Trasporto del Gas, Gas Plus Trasporto S.r.l., Italcogim trasporto S.r.l., Metanodotto

Alpino S.r.l., Netenergy Service S.r.l., Retragas S.r.l.) e circa 9.000 km di rete di trasporto (gestita

dalle imprese di trasporto Snam Rete Gas S.p.A., Società Gasdotti Italia S.p.A. e Edison Stoccaggio

S.p.A.). Il gas immesso nella rete di trasporto1 viene misurato in 7 impianti (32 linee) per le

importazioni di gas (Mazara del Vallo, Gela, Tarvisio-Arnoldstein, Passo Gries-Masera, Panigaglia,

Gorizia, Cavarzere) e in 48 impianti (79 linee) per l'immissione di gas di produzione nazionale.

Come riferimento, si riportano i valori annuali delle grandezze consuntivate nell’equazione di

bilanciamento commerciale, come definita dal codice di rete (capitolo 9) di Snam Rete Gas2

(bilancio SRG).

In tabella I sono riportate le quantità totali dei bilanci commerciali degli ultimi cinque anni (2004-

2008), espresse in energia (GJ) ed in volumi standard (Sm3) riferite al potere calorifico medio sulla

rete (pari a 38,1 MJ/Sm3). Per maggiore chiarezza sono inoltre riportate in tabella II le quantità

percentuali sul gas immesso.

Tab.I – Valori annuali delle grandezze consuntivate nei bilanci SRG (anno 2004-2008)

ANNO

IMMESSO

[I]

GJ (Sm3)

STOCCAGGIO

[S]

GJ (Sm3)

PRELEVATO

[P]

GJ (Sm3)

AUTOCONSUMI

[C]

GJ (Sm3)

PERDITE

[PE]

GJ (Sm3)

LINEPACK

[DLP]

GJ (Sm3)

GAS NON CON-

TABILIZZATO

[GNC]

GJ (Sm3)

2004

3.073.043.130 (80.657.299.990)

850.056

(22.311.181)

3.052.797.283

(80.125.912.950)

9.541.312

(250.428.139)

2.593.192

(68.062.785)

376.898

(9.892.344)

8.584.500

(225.314.953)

2005

3.247.482.203

(85.235.753.349)

32.969.480

(865.340.680)

3.250.594.672

(85.317.445.462)

12.242.809

(321.333.559)

2.276.192

(59.742.559)

110.681

(2.905.005)

15.227.330

(399.667.444)

2006

3.352.341.641

(87.987.969.567)

- 140.195.899

(- 3.679.682.396)

3.178.261.441

(83.418.935.451)

14.182.362

(372.240.470)

2.571.629

(67.496.835)

478.772

(12.566.189)

16.651.537

(437.048.226)

2007

3.173.228.380

(83.286.834.110)

47.541.439

(1.247.806.785)

3.191.992.817

(83.779.339.039)

12.245.720

(321.409.961)

2.643.550

(69.384.501)

161.347

(4.234.832)

13.726.385

(360.272.562)

2008

3.263.138.523

(85.646.680.394)

- 42.766.373

(- 1.122.476.984)

3.198.318.616

(83.945.370.509)

13.517.682

(354.794.790)

2.611.968

(68.555.604)

- 165.275

(-4.337.934)

6.089.159

(159.820.441)

1 Fonte: dichiarazioni delle imprese di trasporto acquisite nell’ambito dell’Istruttoria 2 Tale equazione tiene in considerazione gli ingressi e le uscite della rete di trasporto, comprensiva della rete nazionale

di trasporto e della rete regionale di Snam Rete Gas S.p.A.

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Tab.II – Quantità percentuali rispetto al gas immesso (bilanci SRG anno 2004-2008)

ANNO

C/I

%

PE/I

%

DLP/I

%

GNC/I

%

2004 0,31% 0,084% 0,012% 0,28%

2005 0,38% 0,070% 0,003% 0,47%

2006 0,42% 0,077% 0,014% 0,50%

2007 0,39% 0,083% 0,005% 0,43%

2008 0,41% 0,080% -0,005% 0,19%

In fig. 2 vengono riportate le quantità di gas immesse in Italia sulla rete di trasporto. Da essa è

possibile osservare le notevoli variazioni percentuali stagionali e le condizioni di massimo e

minimo prelievo.

Fig. 2 – Andamento mensile delle quantità immesse sulla rete di trasporto (bilanci SRG anno 2004-2008): a) energia

(milioni di GJ); b) volumi standard (miliardi di Sm3)

2.1 Stima delle quantità immesse, stoccate e prelevate

I termini quantitativamente più rilevanti ai fini di un corretto bilancio della rete sono, come detto,

quelli di immissione, stoccaggio e prelievo. Sulla rete di trasporto, oltre agli impianti di immissione

sopra descritti, gli impianti di misura del gas nei punti di riconsegna risultano essere3 8.596

(corrispondenti a 8.781 linee e 12685 elementi primari di misura) di cui circa la metà destinati alla

riconsegna nei punti di interconnessione con reti distribuzione e l’altra metà destinati alla

riconsegna ai cosiddetti clienti finali diretti (industrie, termoelettrici, ecc…), mentre gli impianti di

misura di stoccaggio sono 18 (corrispondenti a 81 linee).

In ciascuna linea di misura è presente almeno un elemento primario il cui principio di misura della

portata è stato analizzato nel “Rapporto di Fase I” [8]. In tabella III sono riportate nel dettaglio le

consistenze numeriche e volumetriche di ciascun metodo di misura.

3 Fonte: dichiarazioni delle imprese di trasporto acquisite nell’ambito dell’Istruttoria

95

157

219

282

344

406

5,0

7,0

9,0

11,0

13,0

15,0

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

Vo

lum

e (

mil

iard

i d

i S

m3)

En

erg

ia (m

ilio

ni d

i G

J)

Immesso 2004

Immesso 2005

Immesso 2006

Immesso 2008

Immesso 2007

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Tabella III - Elementi primari presenti sulla rete di trasporto del gas naturale.

Numero N/Ntot (%)

Volume

(miliardi di m3) V/Vtot (%)

Pareti deformabili (DE) 721 5,68%

87,58%

0,01 0,01%

37,52%

Pistoni rotanti (PR) 2245 17,70% 2,17 1,21%

Turbine radiali (TR) 4 0,03% 0,00 0,00%

Turbine assiali (TU) 8081 63,71% 64,90 36,31%

Ultrasuoni (US) 59 0,47% 0,01 0,00%

Pressione differenziale (OF) 570 4,49%

12,42%

86,77 48,54%

61,70% Pressione differenziale (CM) 1005 7,92% 23,53 13,16%

TOTALE 12685 100,00% 100,00% 177,40 99,22% 99,22%

Linee con misura in aggregato 332 - 0,92 0,51%

Linee con carenza di dati 1375 - 0,48 0,27%

Le metodologie di misura con contatore volumetrico ed a turbina (definiti "volumetrici") sono

senz’altro le più diffuse nelle stazioni operanti con portate di gas medio-piccole, mentre la misura

venturimetrica con misuratore a pressione differenziale viene utilizzata sulle portate medio-grandi.

La grande diffusione di detta tecnica venturimetrica è dovuta alla circostanza di essere stata, sino

agli anni novanta, l’unica metodologia standardizzata e a basso costo disponibile per la misura di

grandi quantitativi di gas. Per questa ragione per la maggior parte dei quantitativi transitati ancora

oggi vengono utilizzati sistemi di misura venturimetrici.

Tuttavia, come già esplicitato in precedenza, sia i misuratori impropriamente definiti “volumetrici”

che quelli venturimetrici non consentono di misurare direttamente né le quantità in massa, né le

quantità in energia. Pertanto, per potere ricondurre la misura di volume del gas naturale alla misura

in energia, è necessario sia determinare lo stato termodinamico del gas (ovvero la sua massa

volumica) ed il suo potere calorifico (ovvero la sua composizione chimica).

Inoltre, presso gli impianti di proprietà del trasportatore, vengono talvolta utilizzati ulteriori

misuratori di portata con funzione esclusivamente di riserva e, conseguentemente, essi non hanno

normalmente rilevanza ai fini del bilancio fisico della rete.

Per poter comprendere i numerosi fattori che influiscono sul GNC occorre analizzare le cause di

errore dei sistemi di misura adoperati per la contabilizzazione dell’energia nei bilanci di rete, con

particolare attenzione ai possibili errori sistematici. Generalmente questi errori sono particolarmente

rilevanti nelle stazioni di riconsegna che a causa dei vincoli economici presentano semplificazioni

della catena di misura, che comportano inevitabili amplificazioni degli errori stessi.

In particolare nei rapporti di fase I e II [8][9] sono stati dettagliatamente analizzati e discussi le

seguenti criticità:

A. Errori imputabili al misuratore di volume:

errore di accuratezza e deriva del misuratore (generalmente accidentale dovuto alla

mancata taratura dell’elemento primario);

errore di accuratezza del misuratore per difetto di rangeability (generalmente sistematico

dovuto soprattutto alla misura effettuata al di fuori delle specifiche del contatore es.

portate molto elevate o molto basse);

effetti di installazione (generalmente accidentale dovuto ai tratti rettilinei inadeguati ed a

pulsazioni delle portate);

altre cause (generalmente accidentale dovuto agli errori di lettura/trasmissione, ai fuori

servizio, ..).

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B. Errori imputabili al dispositivo di correzione ed ai dispositivi associati:

errore sulla correzione della temperatura (generalmente sistematico dovuto soprattutto

alla lunghezza di immersione ed alla temperatura media radiante in condotta);

errore sulla correzione della pressione (generalmente sistematico dovuto soprattutto

all’errore sulla stima dell’altezza sul livello del mare e della temperatura media nonché

alle variazioni della pressione barometrica);

errore sulla misura della pressione differenziale (generalmente accidentale dovuto alla

accuratezza del trasmettitore e del dispositivo di conversione analogico/digitale);

errore sul calcolo (generalmente sistematico dovuto alla precisione del dispositivo di

correzione);

errore dovuto all’aggiornamento delle impostazioni dei parametri di qualità del gas

naturale nei sistemi di correzione dei volumi (generalmente accidentale dovuto alle

variabilità temporale della composizione nell’AOP rispetto alla frequenza di

aggiornamento nel dispositivo di correzione);

C. Errori imputabili alla misura della composizione chimica e dei parametri di qualità del gas:

variabilità della composizione chimica del gas sulla rete (generalmente accidentale

dovuto alla disuniformità ed alla stabilità della composizione nell’Area Omogenea di

Prelievo4, di seguito indicata come AOP);

errore del modello per la stima dei fattori di compressibilità Z e Zs; (generalmente

accidentale dovuto all’accuratezza del modello di gas reale utilizzato);

errore sulla stima di s nei misuratori venturimetrici (generalmente accidentale dovuto

all’accuratezza del densimetro o alla propagazione dell’errore della misura della

composizione del gas).

errore sulla misura della composizione e del potere calorifico Hs (generalmente

accidentale dovuto alla tecnica di misura utilizzata ed alla frequenza di taratura ed alla

scelta della miscela di autotaratura dei GC);

D. Altri errori e problematiche di misura

manomissioni e furti (sistematici, dovuti alla manomissione/incuria dell’utente finale);

sincronismo degli intervalli di misura.

In tabella IV sono dettagliatamente discusse le singole criticità sopra riportate, facendo soprattutto

riferimento agli effetti che esse producono sul GNC [10].

4 Per maggiori dettagli sulla metodologia delle AOP, vedi deliberazione 6 settembre 2005, n. 185/05.

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Tabella IV - Cause di errore sulla misura delle quantità di gas in ingresso/uscita

Misura dei

volumi di gas

nelle

condizioni di

esercizio

Errore di

accuratezza e

deriva (nelle

condizioni di

normale

funzionamento)

Certamente una delle cause che più incide sul gas non contabilizzato è

l’accuratezza dei misuratori. Sebbene gli errori sulla caratteristica siano

generalmente inferiori al ±1%, essi dipendono fortemente dall’età del misuratore

e dalla frequenza di taratura del misuratore stesso. Questo effetto potrebbe essere

rilevante sul GNC, specie se le derive dei contatori installati sulla rete fossero

strettamente correlate tra loro. Tale condizione si verifica solo per alcune

tipologie di contatori (e.g. contatori volumetrici).

In Italia i contatori cosiddetti volumetrici non vengono periodicamente tarati

nella quasi totalità dei casi. L’incertezza aggiuntiva che ne deriva può essere

anche superiore all’1%. Con riferimento ai misuratori venturimetrici, ulteriori

errori potrebbero derivare dal mancato aggiornamento del calcolo del

coefficiente di efflusso in conformità all’attuale normativa.

Inaccuratezza per

misura al di fuori

delle specifiche del

contatore (portate

molto elevate o

molto basse)

L’accuratezza dello strumento di misura dichiarata dal costruttore è ovviamente

riferita al solo campo di misura dello stesso. A causa dell’elevata variabilità

stagionale della portata, della variazione della pressione e del diffuso

sovradimensionamento dei misuratori, spesso il misuratore si trova a funzionare

al di fuori del suo campo di misura.

La maggiore criticità è ovviamente quella dei misuratori che hanno una ridotta

rangeability (e.g. misuratori a pressione differenziale) nei quali può anche

verificarsi:

- una contabilizzazione diversa da zero anche in assenza di prelievi (in tal

caso è generalmente possibile attivare un Cut-Off);

- un eventuale sconfinamento del prelievo sopra il campo valido di misura; in

tal caso cautelativamente il codice di Snam Rete Gas prevede di

moltiplicare la portata di fondo scala per un fattore maggiorativo pari a 1,3

per l’intera durata dell’evento5.

Dalla fig.3 emerge inoltre che l’errore di misura è generalmente negativo per

valori della portata inferiori alla portata minima. Ne consegue che nel caso di

sovradimensionamenti strutturali o decrementi dei consumi stagionali l’effetto

sul GNC diventa strettamente sistematico.

(a) (b)

Fig. 3- Errore tipico sulla curva caratteristica: a) volumetrica; b) venturimetrica

Sul territorio nazionale sono stati registrati nel 2008 circa il 16% sia dei

misuratori a turbina che dei misuratori a pistoni rotanti che lavora con una

portata di picco inferiore alla portata di transizione del misuratore. Esistono,

inoltre, ancora un certo numero di misuratori venturimetrici con singolo DP che

come noto presentano una rangeability estremamente ridotta (tipicamente di

4:1). Questa condizione operativa può rappresentare una forte criticità per il

GNC soprattutto nelle condizioni di (contemporaneità) degli effetti sistematici.

5 Per maggiori informazioni vedi paragrafo 3 del capitolo 10 (Procedura misura gas) del codice di Snam Rete Gas.

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Effetti di

installazione sui

misuratori di

portata

Gli effetti di installazione determinati da un numero insufficiente di tratti

rettilinei a monte e a valle del misuratore o dalle pulsazioni della portata prodotte

da sistemi di compressione possono incidere in modo significativo

sull’incertezza della misura dei volumi contabilizzati da una singola stazione ma

non sui bilanci complessivi di gas trasportato e quindi sul GNC. Per quanto

concerne gli errori correlati alle pulsazioni di flusso si possono distinguere: gli

errori dovuti all’elemento primario, che includono l’errore sulla media della

radice quadrata (SRE); gli errori inerziali e lo shift della caratteristica (e.g

orifice coefficient); gli errori dovuti all’elemento secondario, cioè shift della

caratteristica degli elementi secondari (GLE).

Sulla rete di trasporto è opportuno distinguere le installazioni realizzate

nell’ultimo decennio, da quelle più datate dove, soprattutto per le linee

venturimetriche, non sempre il numero di diametri a monte ed a valle risulta

conforme alle prescrizioni normative attuali. Più limitata è la presenza di

portate pulsanti.

Misuratore fuori

servizio

Qualora si verifichino guasti di strumenti che compongono la catena di misura, la

stima delle quantità di gas può essere effettuata mediante:

- dati primari forniti dalle apparecchiature di riserva e controllo quando

presenti;

- dati storici tipici dell’utenza e rappresentativi dell’andamento dei prelievi

(cautelativamente aumentati);

- dati di produzione univocamente relazionabili al gas transitato.

Sebbene questi eventi siano alquanto rari, l’incertezza associata alla stima delle

quantità transitate in queste condizioni operative è estremamente elevata.

Sulla rete di trasporto sono registrati sistematicamente tutti gli eventi di questo

tipo. Detta condizione operativa risulta comunque molto rara ed è generalmente

coperta dai misuratori di riserva. Il numero di questi eventi, rilevato

dall'indagine a campione effettuata, può ritenersi fisiologico ed in ogni caso

marginale in relazione all’effetto sul GNC.

Errore di

lettura/trasmissione

dato

Nelle reti di trasporto la gran parte dei misuratori è teleletta o letta con cadenza

mensile. In questo caso l’errore di lettura può ritenersi praticamente nullo.

In Italia circa il 75% delle linee di misura è teleletto e i volumi contabilizzati

mediante telelettura rappresentano il 90% circa del totale. Per questo motivo

l’influenza degli errori di lettura o di trasmissione del dato sul GNC può

ritenersi praticamente nullo.

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Errore sulla

correzione della

temperatura

Nella rete nazionale di trasporto generalmente il dispositivo di misura presenta

un sistema di correzione della temperatura. In tal caso l’errore che ne deriva è

sostanzialmente funzione della sola incertezza di misura della temperatura.

Mentre l’accuratezza del termoelemento è tipicamente dell’ordine del decimo di

grado (quindi sostanzialmente trascurabile), gli errori sistematici connessi agli

effetti di installazione (ed in particolare la lunghezza di immersione e la

temperatura media radiante del condotto) possono causare nella stagione

invernale (estiva) errori per eccesso (difetto) anche dell’ordine di 0,5°C

soprattutto negli impianti di misura con tubazioni non coibentate (generalmente

collocate all’esterno).

In Italia la temperatura del gas trasportato, pur avendo un valore medio di circa

10-15°C, varia in funzione della località geografica e delle oscillazioni

climatiche giornaliere e stagionali. Non sempre questi errori si compensano tra

loro dal momento che i maggiori consumi di gas naturale sono ovviamente

concentrati durante la stagione invernale e nelle località con climi più rigidi. Ne

consegue una elevata criticità sull’errore del GNC rispetto a tale fattore.

Fig. 4- Influenza dell’errore in temperatura sul GNC e andamento mensile delle temperature di

esercizio(°C) in alcuni impianti di riconsegna verificati sul campo

Misura del

fattore di

correzione

Errore sulla

correzione della

pressione e della

pressione

barometrica

La pressione della rete di trasporto nazionale (che generalmente raggiunge valori

dell'ordine delle decine di bar) influisce in modo ancor più rilevante, rispetto alla

temperatura, sulla variazione della massa volumica del gas. Il sistema di misura

nelle reti di trasporto presenta sia per i punti di immissione e stoccaggio, che per

i punti di riconsegna (clienti industriali, termoelettrici e civili) sistemi di misura e

correzione della pressione.

La misura della pressione di rete può essere effettuata sia mediante un misuratore

di pressione assoluta (in questo caso l’errore di misura è solo riconducibile

all’errore strumentale), sia, e più diffusamente, mediante un misuratore di

pressione relativa con conseguente stima della pressione barometrica. In questo

ultimo caso detta pressione viene usualmente determinata stimando l’altezza sul

livello del mare e la temperatura media (posta normalmente pari a quella di

riferimento, 15°C), il che introduce un ulteriore errore nella misura. Ad esempio

ad un errore di 100 m sulla stima dell’altezza corrisponde un errore sulla

pressione barometrica di circa 10 mbar. Inoltre, anche fluttuazioni della

temperatura e del clima possono comportare variazioni significative (20-25

mbar). Pertanto un errore sistematico sulla stima della pressione barometrica può

influenzare in modo significativo sia la misura del volume in condizioni

standard che il bilancio se questi effetti risultano analoghi in tutte le stazioni.

Sulla rete di trasporto questi effetti possono essere realmente determinanti solo

nelle stazioni di misura con pressione inferiore a 5 bar). Ciò nonostante

occorrerebbe evitare elevate approssimazioni nella stima dell’altitudine.

-1

-0,5

0

0,5

1

0 5 10 15 20 25 30

-0,30%

-0,20%

-0,10%

0,00%

0,10%

0,20%

0,30%Et(°C)

Egnc%

0

5

10

15

20

25

30

35

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

Temperatura mensile media di esercizio (°C) .Riconsegne (SI)

SMADA

Zoogamma - nd

Conceria

Pietrafitta

Metano

Palmolive

Polimeri

Torino

Pag. 13 di 39



Errore sul

misuratore di

pressione

differenziale

(solo per le catene

di misura

venturimetriche)

Come noto i misuratori venturimetrici presentano un elemento secondario per la

misura della pressione differenziale.

Gli strumenti di misura in commercio garantiscono precisioni e derive nel tempo

estremamente ridotte specie se tarati alla pressione di esercizio. E’ infatti noto

che la curva di taratura dello strumento può essere sensibilmente influenzata

dalla pressione di linea. Un ulteriore aspetto determinante è la rangeability del

manometro dal momento che essa viene ridotta dalla dipendenza quadratica nella

relazione di misura venturimetrica.

Errore di calcolo

del fattore di

compressibilità e

delle impostazioni

del dispositivo

L’errore di calcolo del dispositivo di correzione dipende principalmente dal

numero di cifre del sistema di acquisizione dati (ovvero dal convertitore

analogico/digitale) e dalla frequenza di aggiornamento delle impostazioni dei

parametri di qualità del gas naturale.

L’accuratezza dei flow computer installati sulla rete di trasporto è generalmente

di ottimo livello con risoluzione minima dei convertitori di 16 bit.

Misura della

composizione

chimica e dei

parametri di

qualità del

gas

Variazione della

composizione

(uniformità)

La qualità del gas presente sulla rete di trasporto varia in funzione delle quantità

e qualità dei singoli gas immessi da importazioni, stoccaggi, produzioni locali e

rigassificazione. In una rete di trasporto complessa tale variabilità risulta

dipendente sia dalla localizzazione della stazione di prelievo (uniformità) che dal

periodo di fornitura (stabilità).

E’ questo il caso della situazione italiana in cui vengono immessi numerosi tipi

di gas naturale di differente composizione (Algerino, Libico, Russo, Olandese,

Norvegese, Nazionale, ..) e GNL (Algeria, Nigeria, Qatar, …). Per poter quindi

associare a ciascun punto di prelievo un gas effluente sono definite idonee AOP.

In dette aree si accetta una disuniformità del 2% sul potere calorifico Hs.

Variazione della

composizione

(stabilità)

L’errore sulla stabilità della composizione del gas nel tempo si esplica nella

misura in cui il dato della qualità del gas non viene continuamente misurato ed

aggiornato nel settaggio dei sistemi di correzione dei volumi.

Sulla rete di trasporto questo generalmente accade sulla maggioranza delle

stazioni di riconsegna. Infatti, salvo espliciti accordi tra le parti,

l’aggiornamento della qualità del gas viene effettuato:

- in continuo per le stazioni di importazione ed esportazione, fornite dai

gascromatografi (di seguito: GC) da campo;

- mensilmente per tutte le stazioni venturimetriche e quelle “volumetriche” in

alta pressione (p>5 bar);

annualmente (sulla base dei dati medi di qualità dell’anno precedente per tutti i

sistemi non automatizzati in bassa pressione).

Errore del modello

per la stima del

fattore di

compressibilità

(Z e Zs)

Un fattore spesso trascurato nella stima delle incertezze è l’errore di calcolo

connesso al modello utilizzato nella stima del fattore di compressibilità z nelle

condizioni di esercizio Z e standard Zs. I modelli di gas reale implementati nei

flow computer per la stima di Z facevano generalmente riferimento al modello

AGA NX 19. Modello quest’ultimo che garantiva incertezze tipiche di 0.25-

0.50% salvo applicazioni su gas ad elevata densità e/o contenuto di CO2 in cui

l’incertezza nel calcolo può essere addirittura superiore.

Il modello ISO 12213-2 (anche denominato AGA8–92DC) o il modello ISO

12213-3 (anche denominato SGERG 88) attualmente implementati nei flow

computer presentano per contro incertezze sensibilmente inferiori (pari a circa lo

0.1%).

Anche per quanto concerne il modello di calcolo del fattore di compressibilità

nelle condizioni standard il metodo ISO 6976 garantisce un incertezza inferiore

allo 0.1%.

- Sulla rete di trasporto nazionaletrasporto ancora esistono numerosi punti di

prelievo e produzioni nazionali in cui risulta implementato il modello AGA

NX19 con inevitabili incertezze aggiuntive. L’impatto dell’errore sul GNC

può ritenersi di fatto limitato.

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Errore sulla stima/

misura della

densità s

La stima della densità s può essere effettuata sia indirettamente mediante

modello ISO 6976 che direttamente, mediante densimetro (di norma presenti solo

nelle linee venturimetriche).

Il modello ISO 6976 presenta un errore ridotto nella stima della densità relativa

(tipicamente 0.01%); ovviamente l’errore complessivo sulla densità nelle

condizioni standard dipende più che dal modello di calcolo, dall’incertezza sulla

misura delle frazioni molari degli idrocarburi principali nel caso di misura

indiretta con GC.

Errore sulla misura

del potere

calorifico Hs

Mentre l’influenza degli errori sulla composizione del gas nella correzione dei

volumi standard è sempre contenuta dal loro limitato peso sul fattore di

compressibilità, ciò non accade nella misura del potere calorifico.

Questo problema determina, soprattutto sulle riconsegne della rete di trasporto

(generalmente prive di sistemi di misura della qualità in linea), un incertezza

complessiva sul bilancio in energia superiore all’incertezza sul bilancio in

massa. I principali fattori di incertezza sul potere calorifico dipendono infatti più

che dalle incertezze strumentali nella misura della composizione del gas da: i) la

disomogeneità della composizione nelle AOP;ii) lo sfasamento temporale delle

impostazioni della composizione (tipicamente mensili o annuali.

Altre

problematiche

di misura

Manomissioni,

furti ed errori

involontari

L’analisi delle quantità derivanti da furti, manomissioni o altro è senz’altro

complessa e generalmente trascurata dagli operatori.

In Italia l’elevato livello di affidabilità dei controlli legali, unita alla pericolosità

nel maneggiare gas in pressione, rendono poco probabili furti di gas. Malgrado

ciò, non è improbabile ipotizzare che il responsabile dell'installazione e

manutenzione dell'impianto di misura non abbia alcun interesse nel modificare

eventuali impostazioni o configurazioni che lo avvantaggino, lasciandoli

inalterati fino a quando essi non diventino del tutto manifesti.

Sincronismo degli

intervalli di misura

Il bilancio commerciale del gas viene effettuato mediante la somma delle

quantità misurate in un intervallo temporale prefissato (anno, mese, giorno).

In Italia l’unità elementare di riferimento per i bilanci sulla rete è il giorno gas,

definito come l’intervallo compreso dalle ore 6.00 di due giorni successivi.

Gli errori determinati da un eventuale asincronismo delle letture possono essere

riconducibili a:

- il sincronismo degli orologi interni ai flow computer;

- il sincronismo nella definizione del Giorno Gas (diverso per la

generalità delle produzioni nazionali6);

- il sincronismo nelle misure e correzioni della portata, temperatura,

pressione, qualità del gas.

Gli errori determinati da un eventuale asincronismo delle letture possono essere

rilevanti sul GNC solo per un intervallo temporale limitato e scompaiono su

intervalli mensili o annuali, questi però possono mascherare alcune anomalie e

pertanto dovrebbero essere assolutamente evitati.

Nelle figure 5 e 6 vengono riportati gli schemi funzionali e le relative elaborazioni utilizzate nella

misura venturimetrica e “volumetrica”. Questi schemi sono ovviamente del tutto esemplificativi dal

momento che, a seconda della tipologia dell'impianto di misura, il layout dell'impianto stesso può

significativamente cambiare.

6 Va ricordato che il recente decreto del Ministro dello Sviluppo Economico 26 aprile 2010 ha disposto all’articolo 38,

comma 6 che “la rilevazione giornaliera delle quantità di idrocarburi liquidi e gassosi prodotti è riferita ad un periodo di

24 ore che va dalle ore 6,00 alle ore 6.00 del giorno successivo in ora solare. Per il computo della produzione

giornaliera di idrocarburi, su richiesta del concessionario, la Direzione U.N.M.I.G. può autorizzare un diverso arco

temporale sempre di 24 ore”.

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Fig. 5 – Schema catena di misura venturimetrica

Fig. 6 – Schema catena di misura volumetrica

s

1 12 2 2 22 2 2 22 2

S s

S s

E V

δV δ δZ δδE δ δP δT δZ

E V P T Z Z

s ss s

s

s s

s s

T zPH V H

P T z

H HV

H V H

2

s s s4

22 22 2 2 2 2 2 2 24

s

4 4

s

4 2E H V H

1

δZδE δC δ 2 δD 2 δd 1 δ P 1 δP 1 δT 1 δZ 1 1

E C 1 D 1 d 4 P 4 P 4 T 4 Z 4 Z 4

s s

s s

T zP d pC

P T z

12 2 2

s s

s s

H

H

Pag. 16 di 39



2.2 Stima delle quantità autoconsumate

In ogni rete di trasporto una certa quantità di gas viene sempre prelevata e consumata per il

cosiddetto autoconsumo. Generalmente l’autoconsumo di massa/energia viene di norma misurato

direttamente, e in misura residuale stimato con metodi indiretti.

In particolare è possibile distinguere:

la quantità di gas consumata nelle centrali di compressione: rappresenta la quantità di gas

utilizzata per la movimentazione del gas sulla rete. Essa viene misurata tramite contatori

volumetrici o tronchi venturimetrici;

la quantità di gas consumata per il preriscaldamento (in corrispondenza di organi di

riduzione): rappresenta la quantità di gas utilizzata negli impianti di preriscaldo in prossimità

delle cabine di decompressione (viene stimata statisticamente);

la quantità di gas utilizzata per consumi interni: rappresenta la quantità di gas naturale utilizzata

nel riscaldamento dei locali di gestione della rete e nel riscaldamento di acqua ad uso sanitario

(viene di norma misurata);

la quantità di gas utilizzata per il campionamento e l’analisi: rappresenta la quantità utilizzata

per l’analisi ed il campionamento successivamente rilasciata in atmosfera (viene stimata

statisticamente ed è generalmente del tutto trascurabile);

la quantità di gas rilasciata nei test: rappresenta la quantità di gas rilasciata dai contatori

sottoposti a test di misura (viene misurata direttamente ed è generalmente del tutto trascurabile).

In fig.7 vengono riportati gli andamenti medi mensili dei consumi stimati da Snam Rete Gas sulla

rete di trasporto negli ultimi 5 anni (che includono anche il gas incombusti7). Da questa analisi

emerge chiaramente che i consumi risultano strettamente dipendenti dalle stagionalità con un picco

negativo nel mese di agosto ed un massimo nei mesi invernali. Questa dipendenza pressoché lineare

emerge altresì dall’analisi dei consumi percentuali (rispetto al gas immesso) con valori che si

attestano nell’intervallo compreso tra 0,38% e 0,42% a partire dal 2005.

Per quanto concerne l’influenza dell’incertezza sulla stima delle quantità di gas è opportuno

evidenziare che:

- l’incertezza sulle quantità stimate statisticamente è alquanto elevata, ma la sua influenza

risulta limitata ai fini della stima del GNC in quanto le quantità consumate statisticamente

sono ridotte sia rispetto alle quantità complessivamente consumate che rispetto al GNC

stesso;

- l’incertezza sulle quantità misurate è paragonabile a quella delle quantità prelevate, in

quanto gli impianti di misura sono analoghi sia per tipologia che per modalità di gestione.

7 I consumi per l’esercizio della rete e che costituiscono il termine C dell’equazione di bilancio della rete contenuta nel

codice di rete di Snam Rete Gas si suddividono in:

- consumi di centrale (CC) a loro volta suddivisi in:

o gas bruciato nelle centrali per il funzionamento delle unità di compressione (misurato);

o gas incombusto relativo agli avviamenti delle turbine (stimato);

o gas di preriscaldo della centrale di compressione (misurato);

o consumi interni (misurati);

- consumi relativi al preriscaldo (CP) degli impianti di riduzione/regolazione della pressione presenti sulla rete

di trasporto (stimati sulla base del diagramma entalpia-pressione).

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(a) (b)

Fig. 7 – Andamento mensile delle quantità autoconsumate sulla rete di trasporto (bilanci SRG anno 2004-2008): a)

percentuali; b) assolute in volumi standard (milioni di Sm3)

2.3 Stima delle quantità perse

Per quantità persa si intende il quantitativo di gas che, volontariamente o involontariamente, viene

emesso direttamente in atmosfera. Le emissioni di tipo involontario sono dovute a trafilamenti nei

punti di discontinuità della rete di trasporto dove, ad esempio, sono presenti giunzioni o valvole,

mentre le emissioni volontarie sono dovute ad operazioni straordinarie di manutenzione o ad

azionamenti di dispositivi pneumatici, situazioni queste che comportano un “volontario” scarico di

gas naturale in atmosfera (attualmente alquanto limitate per ovvi motivi ambientali).

In letteratura le fonti di emissione di una rete di trasporto del gas naturale sono classificabili nelle

seguenti quattro principali tipologie:

fughe di gas da componenti quali flange, valvole, compressori ed open-ended lines (tratti

terminali di condotti dove è presente una valvola che scarica direttamente in atmosfera);

scarichi in atmosfera per manutenzione o dovuti al normale funzionamento (ventato) di

componenti o di condotte;

trafilamenti da componenti pneumatici (i.e. valvole pneumatiche);

incombusti nelle stazioni di compressione (questa aliquota, sebbene trascurabile dato l’elevato

rendimento delle turbine di compressione, viene talvolta inclusa negli autoconsumi, come

avviene nel bilancio commerciale di Snam Rete Gas8).

La maggior parte del gas perso deriva da emissioni involontarie. In letteratura [13] vengono

riportate diverse metodologie per misurare, calcolare o estrapolare le perdite per emissioni. Nella

stima delle fughe di gas è possibile ricavare la quantità di gas perso isolando il tratto di rete in

questione e misurando la quantità di gas necessaria a mantenerne invariata la pressione oppure, in

alternativa, utilizzando una sostanza tracciante, immessa con flusso noto e costante, della quale si

ricava la variazione di concentrazione tra monte e valle della fonte di emissione.

D’altra parte in alcuni casi è molto semplice calcolare le quantità perse conoscendo i dati tecnici dei

componenti della rete. Ad esempio, nello svuotamento di un tratto di condotta per manutenzione, le

emissioni possono essere facilmente calcolate conoscendo la temperatura e la pressione del gas, il

volume del tratto di tubazione e la frequenza dell’evento.

8 Le perdite di rete, che costituiscono il termine PE dell’equazione di bilancio della rete contenuta nel Codice di Rete di

Snam Rete Gas, sono suddivise in:

perdite di rete per lavori di manutenzione (stimate in funzione di ciascuno scarico o svaso della rete di

trasporto);

perdite di rete dovute al trafilamento delle valvole (stimate in funzione della consistenza impiantistica di Snam

Rete Gas e di soggetti terzi).

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Nella maggior parte dei casi, però, non è possibile né calcolare né controllare i flussi emessi.

Quindi, vengono generalmente utilizzate metodologie statistiche di stima basate sull’individuazione

di opportuni coefficienti, quali l’emission factor e l’activity factor. Il primo rappresenta, per una

data tipologia di fonte di emissione, la quantità media annuale di gas naturale perso, mentre il

secondo ne rappresenta la popolazione, cioè il numero totale di fonti di emissione della data

tipologia. Moltiplicando l’emission factor (fattore di emissione) per l’activity factor (fattore di

attività) è possibile stimare statisticamente la quantità di massa/energia persa annualmente per ogni

tipologia di fonte di emissione.

Sulla rete di trasporto i dati delle emissioni di gas naturale (riportate in tabella V) vengono calcolate

utilizzando la metodologia elaborata dal Gas Research Institute (GRI) in collaborazione con US-

EPA (Environmental Protection Agency, adattata ed applicata da Snam Rete Gas alla realtà

impiantistica nazionale.

In particolare, i trafilamenti sono stati stimati statisticamente valutando i “fattori di emissione”

(valore medio delle emissioni di gas espresso in m3/anno) attribuibile ad ogni singola classe di

apparecchiature o parti di impianto presente sulla rete di trasporto e moltiplicandoli per i

corrispondenti “fattori di attività” (ottenuti censendo tutte le apparecchiature ed impianti identificati

quali fonti di emissione).

Per quanto concerne le perdite di gas in occasione di lavori di manutenzione sulla rete, esse sono

calcolate attraverso la misura della pressione cui è avvenuto lo svaso e la misura del volume

geometrico fisico del tratto di tubo interessato. Per valutare poi tali quantità in termini di unità di

energia viene associato il valore del PCS corrispondente all’AOP di riferimento del tratto di rete

considerato.

Tabella V – Descrizione dettagliata delle emissioni di gas naturale per SNAM Rete Gas [6]

Dispositivo Tipologia di emissione (%) sul totale delle

emissioni

Condotte

Fughe 0.26

Ventato 22.4

Trafilamenti 1

Stazioni di compressione

Fughe 15.9

Trafilamenti 9.5

Incombusti 0.36

Stazioni di regolazione e misura Fughe 11.2

Trafilamenti 21.5

Stazione di

compressione,regolazione e

misura

Ventato 11.9

Impianti di liquefazione (GNL) Fughe 1.2

Ventato 4.7

Totale 100

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Fig. 8 – Stima emissioni di gas naturale sulle reti di trasporto: a) USA; b) italiana

In fig.8 vengono riportate le diverse percentuali di emissioni in termini di fughe, scarichi,

trafilamenti ed incombusti sulle reti di trasporto nazionali statunitense ed italiana. Da essa si evince

quanto queste percentuali possono variare in funzione delle diverse caratteristiche tecnologiche e di

gestione della rete.

D’altro canto l’entità non trascurabile delle perdite sulla rete di trasporto (circa pari allo 0.08%/anno

del volume immesso), rende necessario un approfondimento sulla necessità di aggiornamento

dell’applicazione della metodologia EPA e sull’incertezza conseguibile.

La migliore incertezza conseguibile attraverso il metodo statistico viene stimata pari allo 0.5%. A

parere degli autori questo valore è ottimistico, infatti, è possibile prevedere che l’incertezza sulla

stima delle perdite sia verosimilmente più elevata sia a causa del degrado della componentistica

installata, sia per la variabilità delle emissioni di ciascun componente in funzione dei materiali,

delle tecnologie costruttive e delle modalità di messa in opera, sia, infine, per la variabilità delle

emissioni in funzione della pressione di esercizio. A titolo di esempio nella stima del fattore di

emissione per le tubazioni in polietilene è facile riscontare differenze dell’ordine del 100% in

funzione delle diverse condizioni di utilizzo [14]-[17].

Pertanto, per ottenere risultati più affidabili le emissioni dovrebbero essere periodicamente validate

mediante verifiche sperimentali effettuate su ciascuna tipologia di rete di trasporto. In Italia Snam

Rete Gas ha effettuato una specifica campagna di taratura nel 1995 stimando tali perdite in circa 47

milioni di m3 con un incertezza del 18% [18].

(a) (b)

Fig. 9 – Andamento mensile delle perdite sulla rete di trasporto (bilanci SRG anno 2004-2008): a) percentuali; b)

assolute in volumi standard (milioni di Sm3)

5 11

14

1968

Estimated U.S. annual (1992) methane

emissions (BCF) from the matural

trasmission and storage system

Other

Unburned methane

Gas driven pneumatics

Blow and purge op.

Fugitive emission

0 0,5

32

39

28,5

Stima delle emissioni di gas naturale

sulla rete di trasporto italiana (2008)

Altro

Incombusti

Trafilamenti

Ventato

Fughe

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2.4 Stima delle quantità accumulate

La quantità gas accumulato, anche indicata in gergo con il termine “svaso/invaso” o “line pack”, è

costituita dalla variazione di massa/energia presente nella linea di trasporto in un prefissato

intervallo di tempo.

Sulla rete di trasporto, questa quantità viene valutata suddividendo la rete in un numero discreto di

tratti, e misurando il volume geometrico Vi e la variazione della pressione media Pi, relativa a

ciascun tratto di rete in un assegnato intervallo di tempo (ad esempio ora, giorno-gas). Per

semplicità le condizioni termodinamiche del gas (temperatura media Tm e fattore di compressibilità

medio zm) vengono generalmente considerate costanti, sia lungo il tratto in esame, sia durante

l’intervallo temporale di riferimento.

Il calcolo della massa di svaso/invaso può essere pertanto effettuato mediante la relazione:

mm

iii

imim

ii

TRZ

LDP

TRz

VPLP

2

,,

4

(3)

Ai fini del bilanciamento commerciale della rete la metodologia di valutazione adottata da Snam

Rete Gas prevede le seguenti semplificazioni:

- volumi elementari i-esimi costituiti da tratti di rete di circa 10 km, nodi e cabine, relativi alla

rete telecontrollata;

- misura della pressione e temperatura media unica per ciascun volume elementare;

- intervallo di campionamento orario;

- fattore di compressibilità Z assunto costante (pari a 0.9).

(a) (b)

Fig. 10 – Andamento mensile del line-pack sulla rete di trasporto (bilanci SRG anno 2004-2008): a) percentuali; b)

assolute in volumi standard (milioni di Sm3)

La rete di trasporto presenta complessivamente un volume di circa 8 milioni di metri cubi. Data

l'elevata pressione della rete, il volume di gas complessivamente contenuto nelle condizioni di

riferimento risulta dell’ordine delle centinaia di milioni di standard metri cubi. La rete presenta

variazioni giornaliere del line pack dell’ordine del +/- 2-3% con picchi fino al +/-6% del gas

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immesso. Variazioni queste che risultano naturalmente molto più contenute nei mesi (dell’ordine

del +/- 0.2-0.3% con picchi fino al +/-0.6%) e sono praticamente nulle negli anni (si noti comunque

che negli ultimi anni c’è stato un lieve accumulo positivo di circa +0.01%/anno sulla rete dovuto

probabilmente ad un lieve aumento della pressione media sulla rete di trasporto).

Per tali motivi se la metodologia (ovvero l’incertezza) di stima del DLP influisce sensibilmente

sulla stima del GNC giornaliero, nei bilanci mensili questa voce influisce molto meno, diventando

praticamente ininfluente nei bilanci annuali.

L’incertezza sulla stima del line-pack è stata valutata applicando la propagazione delle incertezze

alla relazione (3) ed utilizzando le incertezze relative riportate nella tabella VI. Si è così ottenuta la

seguente relazione:

2

m

Z

2

m

T

2

L

2

D

2

P

22

DLP

z

U

T

U

L

U

D

U

4

1

P

U

DLP

2

DLP

UmmreteV

(4)

Tabella VI – Valori di incertezza sul termine svaso-invaso

Misura Simbolo Unità di misura Incertezza relativa

[%]

Pressione media rete P [bar] 5.0

Diametro condotta D [m] 1.0

Lunghezza condotta L [m] 1.0

Temperatura media Tm [K] 3.0

Fattore di compressibilità medio Zm 2.0

Pag. 22 di 39



3. GNC su altre reti di trasporto

Per poter meglio comprendere ed analizzare le problematiche connesse alla stima del GNC ed agli

andamenti e consistenze tipiche è stata effettuata un analisi in letteratura di altre reti di trasporto del

gas naturale [19]-[24].

Relativamente alle reti di trasporto, particolarmente significativa è l’indagine del National Grid [19]

relativa alla rete di trasporto del Regno Unito (effettuata su determina dell’autorità di regolazione

anglosassone OFGEM) in cui vengono analizzati gli andamenti tipici del GNC sulla rete di

trasporto inglese e le diverse cause che danno origine al GNC. In fig. 11 e tabella VII viene riportata

rispettivamente la serie storica media mensile e giornaliera degli ultimi otto anni delle quantità non

contabilizzate espresse in kWh su un totale immesso di circa 300-400 TWh /anno.

Da detta analisi emerge chiaramente che esistono oscillazioni periodiche del GNC mensile con

picchi negativi invernali (generalmente collocati nel mese di febbraio) e positivi estivi

(generalmente collocate nel mese di luglio) con una tendenza positiva (picchi dell’ordine dello

+0,6% e media di circa +0.26%).

Nonostante le oscillazioni stagionali la situazione del GNC nel Regno Unito è senz’altro meno

impattante del GNC registrato sulla rete nazionale italiana probabilmente a causa di una

compensazione maggiore degli effetti stagionali rispetto a quella italiana. Questa situazione è

evidente sia dal confronto dei picchi negativi e positivi stagionali del GNC medio mensile

(praticamente dello stesso ordine di grandezza), sia dall’alternanza di anni in cui il valore medio

annuale del GNC risulta negativo (e.g. 2003 e 2004) e di anni in cui esso risulta positivo.

Fig. 11 Andamento del GNC medio mensile sulla rete NG-UK

L’analisi del GNC sulla rete di trasporto USA (fig 12, tab. VIII) mostra, invece, valori sempre

positivi nell’ultimo decennio. Sebbene il valore medio del GNC sia pari a +0.61, il trend di

riduzione del GNC è stato sicuramente significativo. In ogni caso, le specificità dimensionali ed

economiche della rete di trasporto USA non ne fanno un benchmark significativo rispetto alla rete

nazionale italiana, anche per il ridotto valore economico ed ambientale attribuito al bene energia

dagli USA nello scorso decennio.

Tab. VII – GNC medio mensile sulla rete NG-UK

Biennio UAG medio

giornaliero (kWh)

UAG/Immesso

%

2001-2002 5.812.330 0,58%

2003-2004 -1.328.883 -0,13%

2005-2006 2.661.209 0,27%

2007-2008 3.140.713 0,31%

medio 2.571.342 0,26%

Pag. 23 di 39



Ulteriori interessanti studi sono stati effettuati sulle reti statunitensi, canadesi [20], neozelandesi

[21], californiane [22] ed australiane da cui emergono tendenze e valori simili a quelli sopra

riportati [23][24].

Fig. 12 – Rete di trasporto del gas naturale in USA

In merito alle cause del GNC, risulta condiviso dalle compagnie di trasporto il rilevante contributo

dell’incertezza di misura del gas inteso come l’insieme degli errori dovuti all’intera catena di misura

e da molti considerato dell’ordine del 70-80%.

Un discorso a parte merita l’influenza delle perdite, talvolta addirittura accorpate in un'unica voce

con il GNC, il cui contributo generalmente risulta dell’ordine del 10-15% nelle reti di trasporto.

Infine per ciò che concerne il line-pack esso può ritenersi praticamente nullo su di un intervallo

temporale di lungo periodo e quindi trascurabile ai fini dell’incertezza del GNC annuale.

Tabella VIII-

Andamento del GNC negli USA

Year Linee di trasporto

Consumi

[Bcf]

GNC

[Bcf]

GNC

%

1992

19,7163 143 0.73

1993

1994

1995

1996

1997 20,004 115 0.57

1998 19,470 106 0.54

1999 19,895 63.8 0.32

2000 20,772 87.7 0.42

Media 0.61

Pag. 24 di 39



4. Analisi della compatibilità del GNC con l’incertezza di misura

associata

4.1 Analisi dell’andamento del GNC mensile e correlazione con alcune cause di incertezza

L’analisi dei dati sul GNC mensile della rete di trasporto italiana (fig. 13) mostra le medesime

ciclicità stagionali riportate dallo studio del National Grid, con variazioni positive estive più

marcate probabilmente attribuibili al clima più caldo insistente sul nostro territorio nazionale ed

oscillazioni multimodali generalmente a tre picchi nella stagione estiva.

Esiste quindi una marcata ed evidente correlazione del GNC con le condizioni climatiche esterne, il

che conferma l’influenza dell’errore di misura determinato dagli effetti di installazione dei

trasmettitori di temperatura (effetto conduttivo e radiativo). Tale contributo può diventare

determinante soprattutto nelle riconsegne (raramente coibentate e protette dalla radiazione solare),

nelle quali il diametro ridotto delle condotte e la minore velocità di efflusso (tipicamente in estate)

possono esaltare questo effetto (fig. 14). Ciò nonostante gli errori negativi invernali sul GNC

mensile non compensano quelli positivi estivi che sembrano marcatamente più significativi. Questa

circostanza potrebbe essere attribuita sia agli effetti termici stagionali su descritti, sia alla

sistematicità dell’errore di “accuracy” dei misuratori volumetrici ed a turbina (che generalmente

sottostimano i volumi effluiti a basse portate). Dalle fig. 15 e 16 emerge inoltre chiaramente la

correlazione tra volumi movimentati ed entità del GNC che in parte potrebbe quindi essere attribuita

proprio al parziale sovradimensionamento del parco contatori (come illustrato nel §2.1 in fig.3), in

parte alla stessa correlazione tra la quantità di volumi erogati e clima, in parte infine alla minor

incidenza percentuale del GNC quando rapportate a maggiori quantità totali immesse

Fig. 13 – Andamento mensile del GNC sulla rete di trasporto (bilanci SRG anno 2004-2008):

a) percentuale; b) assoluto in milioni di volumi standard (Sm3)

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Fig. 14 - Correlazione tra l’errore sul GNC e l’errore sulla

temperatura sulle riconsegne al variare della temperatura

esterna

Fig. 15 - Correlazione tra il GNC e la quantità di gas

immesso

-1

-0,5

0

0,5

1

0 5 10 15 20 25 30

-0,30%

-0,20%

-0,10%

0,00%

0,10%

0,20%

0,30%Et(°C)

Egnc%

-40

-20

0

20

40

60

80

100

4 5 6 7 8 9 10

Ga

s N

on

Co

nta

bil

izza

to G

NC

(×

10

6S

m3)

Gas Immesso I (miliardi di Sm3)

0

2

4

6

8

10

-0,4%

-0,2%

0,0%

0,2%

0,4%

0,6%

0,8%

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

Ga

s Im

mess

o I

(m

ila

rd

i d

i S

m3)

GN

C/I

(%

)

Mese

Anno 2004

0

2

4

6

8

10

-0,3%

-0,1%

0,1%

0,3%

0,5%

0,7%

0,9%

1,1%

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

Ga

s Im

mess

o I

(m

ila

rd

i d

i S

m3)

GN

C/I

(%

)

Mese

Anno 2005

0

2

4

6

8

10

-0,4%

-0,2%

0,0%

0,2%

0,4%

0,6%

0,8%

1,0%

1,2%

1,4%

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

Ga

s Im

mess

o I

(m

ila

rd

i d

i S

m3)

GN

C/I

(%

)

Mese

Anno 2006

0

2

4

6

8

10

0,0%

0,2%

0,4%

0,6%

0,8%

1,0%

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

Ga

s Im

mess

o I

(m

ila

rd

i d

i S

m3)

GN

C/I

(%

)

Mese

Anno 2007

Pag. 26 di 39



Fig.16 - Correlazione tra il GNC e la quantità di gas immesso

4.2. Propagazione delle incertezze sul GNC

Per il principio di conservazione della massa la differenza tra i termini del bilancio (ovvero il GNC)

riportata nell’eq.1 dovrebbe essere teoricamente nulla. Principio che ovviamente resta valido anche

se il bilancio viene effettuato in termini energetici oppure, ancora, se le singole quantità del bilancio

in energia vengono riferite al medesimo potere calorifico medio (e.g. sulla rete di trasporto 38.1

MJ/Sm3) esprimendo così il bilancio in modo convenzionale in volumi standard.

Di fatto però la stima del GNC, a causa dell’inevitabile presenza degli errori di misura, è

sistematicamente diversa da zero. Questa differenza può essere interpretata come la somma

algebrica degli errori compiuti nelle singole misurazioni e stime di cui il bilancio è costituito. Al

fine di poter valutare eventuali anomalie nella gestione della rete è possibile confrontare l’errore

effettivamente commesso con quello atteso ovverossia con l’incertezza della misura UGNC, che

nell’ipotesi di misure non correlate tra loro può essere valutata con la relazione9:

p

LP

p

Qp

c

Qc

u

Qu

i

Qs

i

QiGNC UUUUUUU 222222 (5)

dove UQi, UQs, UQu, UQc, UQp e ULP rappresentano, rispettivamente l'incertezza assoluta delle

quantità in ingresso, stoccate, in uscita, consumate, perse e relative allo svaso-invaso. La stima

dell'incertezza sul GNC si ottiene quantificando le incertezze di tutti i termini relativi all’equazione

di bilancio (1-2) sinteticamente riportati nella relazione (5), componendo poi in modo opportuno

dette incertezze. Per questo scopo è necessario conoscere le caratteristiche metrologiche e le

condizioni di misura di ciascuna catena di misura installata.

E’ interessante notare che nel caso della misura delle quantità prelevate Qu l’elevato numero di

utenti (circa 10.000) determina generalmente una sostanziale diminuzione dell’incertezza

complessiva espressa in termini percentuali. Infatti (nell’ipotesi ragionevole di: modesta 9Ricordando che per le note leggi della propagazione delle incertezze si ha[30]:

)()(2)(

),(2)()()(

1

1 1,

1

22

1

1 11

22

2

1

2

ji

n

i

n

ijjiji

n

iii

n

i

n

ijjiji

n

iii

n

ii

i

XUXUrccXUc

XXUccXUcXUX

fYU

0

2

4

6

8

10

-0,2%

0,0%

0,2%

0,4%

0,6%

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

Ga

s Im

mess

o I

(m

ila

rd

i d

i S

m3)

GN

C/I

(%

)

Mese

Anno 2008

Pag. 27 di 39



correlazione tra le diverse misure; incertezza relativa indipendente dalle quantità prelevate; quantità

prelevate pressoché uguali e costanti) è possibile calcolare l’incertezza relativa complessiva uQu

delle quantità in uscita Qu sulla base della relazione:

u

QN

i

iu

uQu

N

uuQ

Qu

iuu

iuQ

,

,

2

1

1

2,

2

2

1

(6)

avendo indicato con Nu il numero utile di misuratori in uscita.

In questa condizione l’incertezza sulle quantità in uscita dipenderebbe solo dall’incertezza relativa

di ciascun sistema di misura (così ipotizzati tutti uguali) e dal numero di impianti. Nel caso di circa

10.000 sistemi di misura installati in rete l’incertezza relativa sulle quantità complessive in uscita

sarebbe quindi ridotta ad 1/100 dell’incertezza di misura di ogni singolo impianto. Ovviamente

l’ipotesi di riduzione in ragione quadratica risulta a rigore valida solo se le stazioni di misura

erogano la medesima quantità con la stessa incertezza, pertanto per una più rigorosa e veritiera

analisi sarebbe necessario stimare le incertezze tipiche delle diverse tipologie di stazione di misura e

conseguentemente comporle.

Questo aspetto comporta comunque un vantaggio nella stima complessiva delle quantità in uscita

visto l’enorme numero di prelievi, di contro, ciò non accade per le quantità in ingresso Qi, in quanto

il numero di stazioni di ingresso risulta almeno di due ordini di grandezza inferiore.

Per una più attenta analisi occorre rilevare che l’ipotesi di completa non correlazione tra tutte le

misure effettuate è sicuramente ottimistica dal momento che esistono alcuni contributi sistematici

sulla misura delle quantità in uscita (già evidenziati nel capitolo 2) quali ad esempio le condizioni

climatiche esterne (temperatura e pressione barometrica) e l’errore per difetto che generalmente si

manifesta per ridotte portate movimentate in impianti con rangeability del misuratore di portata non

adeguata alle condizioni di esercizio. In talune condizioni climatiche o operative, questi errori

sistematici possono assumere lo stesso segno e conseguentemente produrre sul bilancio e sul GNC

un errore sistematico in eccesso o in difetto.

Un modello di stima dell’incertezza più verosimile deve pertanto tenere in conto di detti effetti

sistematici introducendo un opportuno coefficiente di correlazione ri,j dando luogo (nell’ulteriore

ipotesi di r costante):

u

u

u

Q

N

i

juiu

Nu

i

Nu

ij

jiiu

iuu

QuN

Nr

NuuQuQruQ

QNu

iu

u

jQiuQiuQ

)1(12

1,,,,

2

1

1

,,

1

1 1

,

2,

2

,2

(7)

Dalla relazione (7) è immediato dedurre che, essendo r compreso tra 0 ed 1, nel caso di r=0 la (7) si

riduce alla relazione (6), mentre all’aumentare di r l’incertezza relativa sul GNC cresce fino a

diventare uguale all’incertezza dei misuratori per r=1.

Nelle normali condizioni di misura, data la variabilità dei principi fisici dei misuratori installati, dei

costruttori degli strumenti installati, degli anni di installazione, delle condizioni climatiche tipiche

di misura, delle condizioni di installazione, della qualità del gas distribuito, dei campioni utilizzati

per le tarature, si può supporre che sulle riconsegne dalla rete di trasporto la correlazione tra gli

errori di misura sia alquanto ridotta e riconducibile principalmente ai due effetti su considerati

(errore di installazione sulla temperatura, legato ad effetti stagionali; errore sulla caratteristica del

misuratore di portata, legato a sovradimensionamento del misuratore). Possiamo quindi

ragionevolmente ipotizzare che nelle sole riconsegne il coefficiente di correlazione medio r sia circa

pari a 0,1.

Pag. 28 di 39



Nel contempo, data la trascurabilità degli effetti di correlazione nelle immissioni e negli stoccaggi

(dove le condotte sono generalmente coibentate e la presenza di più linee di misura consente di

evitare il funzionamento del misuratore al di fuori del campo di misura), possiamo supporre un

coefficiente di correlazione prossimo a zero.

In tabella VIII è stata riportata la stima dei diversi contributi di incertezza sulle singole quantità di

bilancio sulla rete di trasporto per gli ultimi 5 anni (2004-2008) utilizzando il modello di stima delle

incertezze su riportato, con un livello di confidenza del 95%.

Per una maggiore affidabilità della stima sono state utilizzate le effettive prestazioni metrologiche

delle catene di misura impiegate sulla rete di trasporto valutate sulla base dell’analisi in campo e

documentale condotta nel 2009 illustrata nel Rapporto di fase I e II [8], [9]. Dall’analisi della tabella

IX e della fig.17 è possibile evincere che:

- complessivamente le stazioni di immissione e produzione presentano un’incertezza relativa

di circa 0,25%; in particolare:

a. le poco numerose stazioni di importazione, malgrado abbiano le migliori prestazioni

metrologiche, forniscono un contributo estremamente significativo all’incertezza di

misura del GNC pari a circa 0,26%(ciò è facilmente comprensibile ricordando le

relazioni (6) e (7) in cui emerge chiaramente come la ridotta numerosità delle stazioni di

misura in ingresso non consenta una rilevante compensazione degli errori);

b. un discorso a parte meritano gli impianti di misura delle produzioni nazionali che,

misurando quantità di gas nettamente inferiori rispetto alle importazioni, non sempre

presentano le medesime qualità metrologiche degli impianti di importazione;

chiaramente l’impatto sul GNC delle incertezze di misura attribuibili agli impianti di

produzione risulta comunque inferiore rispetto a quello degli impianti di importazione

per le minori quantità di gas transitate (pari a circa 0,74%);

- l'incertezza relativa sulle quantità stoccate è mediamente pari a circa 0,8%10

(circa 0,87%

per le quantità in stoccaggio e 0,72% per le quantità da stoccaggio11

); bisogna comunque

considerare che, essendo le quantità stoccate inferiori a quelle immesse e prelevate,

l’impatto sul GNC risulta limitato a causa delle ridotte quantità di gas transitato;

- se le incertezze dei misuratori delle quantità in uscita non fossero per nulla correlate tra loro,

l’influenza di questi contributi sarebbe estremamente ridotta; è evidente però che non è

possibile ritenere tali incertezze del tutto non correlate e, pertanto, per poter limitare

l’amplificazione dovuta alle correlazioni occorre ridurre le cosiddette cause di errore

sistematico (comuni ai misuratori in uscita);

- il contributo delle perdite sebbene può diventare significativo quando l’incertezza della loro

stima risulta rilevante; questa situazione dipende soprattutto dalla stima dei fattori di

emissione;

- l’incertezza sul line-pack infine è quasi sempre trascurabile nel caso di bilanci annuali.

10 detto valore di incertezza è attribuibile alla criticità delle condizioni di funzionamento degli impianti di stoccaggio

rispetto alla rangeability dei misuratori; criticità che comporta spesso una portata media inferiore alla portata di

transizione del misuratore. 11 la differenza tra l'incertezza sulle quantità in stoccaggio e da stoccaggio è sostanzialmente legata alla consistenza

numerica delle linee di misura (17 linee di misura complessive per gli impianti in stoccaggio e 64 linee di misura

complessive per gli impianti da stoccaggio); questa situazione esalta o riduce la criticità dovuta alla rangeability del

singolo misuratore.

Pag. 29 di 39



Fig. 17– Contributi Incertezza sul GNC

Pag. 30 di 39



Tabella IX– Analisi delle incertezze (livello di confidenza 95%) sui bilanci annuali 2004-2008 con correlazioni positive sui prelievi (r=0.05; 0.1; 0.2; 0.3; 0.4)

Energia (milioni di GJ) u(% ) U (GJ/106) u(% ) U (GJ/10

6) u(% ) U (GJ/10

6) u(% ) U (GJ/10

6) u(% ) U (GJ/10

6) u (% ) U (GJ/10

6)

Immissioni in rete I 3073,04 0,25 7,71 0,25 7,71 0,25 7,71 0,25 7,71 0,25 7,71 0,25 7,71

In stoccaggio 294,56 0,87 2,55 0,87 2,55 0,87 2,55 0,87 2,55 0,87 2,55 0,87 2,55

Da stoccaggio 295,41 0,72 2,13 0,72 2,13 0,72 2,13 0,72 2,13 0,72 2,13 0,72 2,13

Prelievi dalla rete P 3052,80 0,12 3,79 0,35 10,75 0,48 14,75 0,67 20,48 0,82 24,94 0,94 28,73

Consumi C 9,54 0,31 0,03 0,31 0,03 0,31 0,03 0,31 0,03 0,31 0,03 0,31 0,03

Perdite PE 2,59 23,08 0,60 23,08 0,60 23,08 0,60 23,08 0,60 23,08 0,60 23,08 0,60

Svaso/Invaso DLPc 0,38 38,18 0,14 38,18 0,14 38,18 0,14 38,18 0,14 38,18 0,14 38,18 0,14

Gas non contabilizzato GNC 8,58 107,55 9,23 159,04 13,65 197,80 16,98 258,00 22,15 306,65 26,32 348,72 29,94

GNC/I U(GNC)/I U(GNC)/I U(GNC)/I U(GNC)/I U(GNC)/I U(GNC)/I

0,28% 0,30% 0,44% 0,55% 0,72% 0,86% 0,97%

ANNO 2004

rSI=0.05 rSI=0.1 rSI=0.2 rSI=0.3 rSI=0.4Grandezze non correlate


6) u(% ) U (GJ/10

6) u(% ) U (GJ/10

6) u(% ) U (GJ/10

6) u (% ) U (GJ/10

6)


In stoccaggio 352,88 0,87 3,06 0,87 3,06 0,87 3,06 0,87 3,06 0,87 3,06 0,87 3,06

Da stoccaggio 385,85 0,72 2,78 0,72 2,78 0,72 2,78 0,72 2,78 0,72 2,78 0,72 2,78


Consumi C 12,24 0,31 0,04 0,31 0,04 0,31 0,04 0,31 0,04 0,31 0,04 0,31 0,04

Perdite PE 2,28 23,08 0,53 23,08 0,53 23,08 0,53 23,08 0,53 23,08 0,53 23,08 0,53




0,47% 0,31% 0,45% 0,56% 0,73% 0,87% 0,98%

ANNO 2005

rSI=0.05 rSI=0.1 rSI=0.2 rSI=0.3 rSI=0.4Grandezze non correlate

Pag. 31 di 39




6) u(% ) U (GJ/10

6) u(% ) U (GJ/10

6) u(% ) U (GJ/10

6) u (% ) U (GJ/10

6)


In stoccaggio 404,16 0,87 3,50 0,87 3,50 0,87 3,50 0,87 3,50 0,87 3,50 0,87 3,50

Da stoccaggio 263,97 0,72 1,90 0,72 1,90 0,72 1,90 0,72 1,90 0,72 1,90 0,72 1,90


Consumi C 14,18 0,31 0,04 0,31 0,04 0,31 0,04 0,31 0,04 0,31 0,04 0,31 0,04

Perdite PE 2,57 23,08 0,59 23,08 0,59 23,08 0,59 23,08 0,59 23,08 0,59 23,08 0,59




0,50% 0,30% 0,43% 0,54% 0,69% 0,82% 0,93%

ANNO 2006

rSI=0.1 rSI=0.2 rSI=0.3 rSI=0.4rSI=0.05Grandezze non correlate


6) u(% ) U (GJ/10

6) u(% ) U (GJ/10

6) u(% ) U (GJ/10

6) u (% ) U (GJ/10

6)


In stoccaggio 168,30 0,87 1,46 0,87 1,46 0,87 1,46 0,87 1,46 0,87 1,46 0,87 1,46

Da stoccaggio 215,84 0,72 1,56 0,72 1,56 0,72 1,56 0,72 1,56 0,72 1,56 0,72 1,56


Consumi C 12,25 0,31 0,04 0,31 0,04 0,31 0,04 0,31 0,04 0,31 0,04 0,31 0,04

Perdite PE 2,64 23,08 0,61 23,08 0,61 23,08 0,61 23,08 0,61 23,08 0,61 23,08 0,61




0,43% 0,29% 0,44% 0,55% 0,72% 0,86% 0,98%

ANNO 2007

rSI=0.1 rSI=0.2Grandezze non correlate rSI=0.3 rSI=0.4rSI=0.05

Pag. 32 di 39




6) u(% ) U (GJ/10

6) u(% ) U (GJ/10

6) u(% ) U (GJ/10

6) u (% ) U (GJ/10

6)


In stoccaggio 286,85 0,87 2,48 0,87 2,48 0,87 2,48 0,87 2,48 0,87 2,48 0,87 2,48

Da stoccaggio 244,09 0,72 1,76 0,72 1,76 0,72 1,76 0,72 1,76 0,72 1,76 0,72 1,76


Consumi C 13,52 0,31 0,04 0,31 0,04 0,31 0,04 0,31 0,04 0,31 0,04 0,31 0,04

Perdite PE 2,61 23,08 0,60 23,08 0,60 23,08 0,60 23,08 0,60 23,08 0,60 23,08 0,60

Svaso/Invaso DLPc -0,17 38,18 0,06 38,18 0,06 38,18 0,06 38,18 0,06 38,18 0,06 38,18 0,06



0,19% 0,29% 0,44% 0,54% 0,71% 0,84% 0,96%

rSI=0.1 rSI=0.2 rSI=0.3 rSI=0.4

ANNO 2008

rSI=0.05Grandezze non correlate

Pag. 33 di 39



5. Azioni di miglioramento

Dalle considerazioni su esposte emerge che per intervenire in modo efficace sull’entità del gas non

contabilizzato GNC occorrerebbe intervenire a livello sistematico sia sui sistemi di misura

attualmente installati mediante un idoneo piano di adeguamento, sia sulle modalità di gestione della

strumentazione attraverso un efficace piano di tarature e verifiche periodiche in conformità alla

recente bozza del decreto Misure [36].

In particolare si ritiene utile intervenire su (evidenziando in rosso gli interventi che si ritengono

prioritari):

A. le linee di misura

inserendo "un tratto idoneo" (anche per le tipologie “10”e “20” della UNI 9167) per

“consentire l’applicazione temporanea di un misuratore con funzione di controllo” ai

sensi dell’articolo 2, comma 3 e 6, del DM 18 giugno 2010 del Ministero dello Sviluppo

Economico (a rigore obbligatorio solo per punti di immissione/esportazione,

interconnessioni con reti di distribuzione e gli stoccaggi);

adeguando tutte le linee venturimetriche con specifico portadiaframma per consentire la

verifica periodica del diaframma stesso;

coibentando/schermando le tubazioni specie in impianti da elevate portate e climi severi

(rigidi in inverno o caldi in estate);

adeguando i tratti rettilinei a monte e a valle dello strumento secondo la UNI

9167:2009;

prevedendo un sistema di attenuazione delle pulsazioni della portata laddove necessario

(ad esempio a valle di sistemi di compressione, …).

B. il misuratore di portata

sostituendo sia i misuratori volumetrici più vetusti, che quelli fuori scala o fuori dal

campo di misura ottimale (Qmedia nelle condizioni di effettivo funzionamento inferiore

alla portata di transizione o maggiore del 90% del fondo scala);

adeguando le linee venturimetriche a singolo P di norma fuori scala con linee a doppio

P o a più diaframmi (Qmedia nelle condizioni di effettivo funzionamento inferiore alla

Qmin o maggiore del 90% del F.S);

inserendo più contatori quando la variabilità della portata di esercizio è superiore alla

rangeability del misuratore installato;

tarando i misuratori “volumetrici” con più di 10 anni di esercizio ed effettuando una

"conferma metrologica" in campo dei contatori “volumetrici” ogni 3 anni;

differenziando i tre livelli di errore massimo ammissibile nell’omologazione metrico

legale previsti dall’OIML R137-1 in funzione del tipo di misuratore:

i) classe 0.5 per i misuratori in importazione, produzione, esportazione, stoccaggio ed

interconnessione, nonché per i misuratori ad elevata portata (Qero>30.000 Sm3/h)

ii) classe 1.0 per i misuratori con portata erogata (4000<Qero<30.000 Sm3/h)

iii) classe 1.5 per i misuratori con portata erogata (Qero<4.000 Sm3/h)

limitando l’utilizzo delle linee venturimetriche a linee con DN>100 mm.

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C. il dispositivo di correzione

sostituendo i dispositivi di correzione ed i trasmettitori più vetusti o inadeguati alla

contabilizzazione su base oraria con dispositivi adeguati per le funzioni di misura su

base oraria;

riducendo l’errore sulla pressione assoluta, intervenendo sull'errore ammesso

sull’altitudine indicato nel codice di rete; sostituendo i trasmettitori di pressione relativa

con trasmettitori di pressione assoluta per impianti funzionanti al di sotto dei 5 bar;

allineando le formule di calcolo di Z e s (ISO 12213, ISO 6976).

D. la misura della qualità del gas

introducendo l’obbligatorietà di un gascromatografo su tutte le linee volumetriche con

Qero>30.000 Sm3/h;

introducendo l’obbligatorietà di un gascromatografo o un densimetro su tutte le linee

venturimetriche (UNI 9167);

riducendo il valore limite della differenza del valore di PCS tra due AOP adiacenti ad

un valore del 1.5% (attualmente è 2%).

E. il sistema di trasmissione e registrazione dei dati di misura (telelettura)

adeguando tutti i sistemi di misura e trasmissione per le funzioni su base oraria con

protocollo condiviso con l’impresa maggiore di trasporto (articolo 6, comma 1 DM

Misura di cui all’art.7 legge n. 166/2009);

evitando sfasamenti temporali delle quantità contabilizzate rispetto al Giorno Gas (e.g.

caso delle produzioni nazionali ENI sottoposte a controllo UNMIG); non esistono infatti

motivazioni tecniche a giustificare lo sfasamento temporale e pertanto, anche alla luce

del decreto 26 aprile 2010, si ritiene necessario un allineamento al Giorno Gas di tutti i

sistemi di misura della rete di trasporto.

F. realizzazione di un sistema nazionale di misura armonizzato (articolo 6, comma 1 DM

Misura di cui all’art.7 legge n. 166/2009)

prevedendo delle procedure e controlli più rigorosi di aggiornamento dei dati di qualità

del gas per la misura del volume e privilegiando l’aggiornamento continuo da

gascromatografo;

prevedendo procedure e controlli più rigorosi nel cambio stagionale del misuratore

(cambio linea/diaframma) in funzione delle portate erogate e privilegiando l’utilizzo di

sistemi automatici;

prevedendo procedure e controlli più rigorosi di taratura, verifica e conferma

metrologica dei dispositivi di misura e soprattutto favorendo la creazione di un sistema

nazionale di riferibilità sulle portate di gas (campioni nazionali, centri SIT, ecc.);

assumendo, in conformità all’OIML, che l’errore massimo in campo possa essere al più

pari al doppio di quello in verifica prima;

aggiornando e validando continuamente il sistema informativo delle linee di misura

(SIME) e prevedendo, oltre all’archiviazione delle informazioni storiche, prestazionali e

gestionali, l'obbligatorietà del calcolo dell’incertezza composta associata a ciascuna

linea di misura;

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evitando misure aggregate nelle reti di trasporto regionali;

completando il quadro degli adempimenti specifici per la “governance” della rete

finalizzato alla gestione unitaria del sistema di misura in tutti i punti di entrata e uscita

della rete di trasporto12

;

aggiornando continuamente la normativa nazionale a quelle europea ed internazionale

(eg. linee venturimetriche, …).

In figura 18 viene riportato l’andamento del GNC annuale relativo all’ultimo decennio.

Viene inoltre riportata l’incertezza sul GNC con indice di correlazione r=0,1 e stimata mediante il

modello messo a punto nell’ambito del presente studio (ampiamente descritto nel rapporto di Fase

II) ed i cui risultati sono riportati nel precedente paragrafo. Dalla figura si evince che i valori del

GNC, sebbene siano sempre compatibili con la relativa incertezza stimata, risultano sempre positivi

a causa di evidenti asimmetrie sulla probabilità di accadimento degli errori (spesso correlati tra loro

in maniera da determinare errori positivi sul GNC). E' inoltre evidente che la media dei valori del

GNC su base quinquennale presenta un'attenuazione risultante dalle note leggi statistiche13

.

Sempre in figura 18 sono, inoltre, riportate le simulazioni effettuate ipotizzando l’attuazione degli

interventi di adeguamento prioritari precedentemente descritti.

Fig.18 – Andamento dell’incertezza a seguito del piano di adeguamento ipotizzato

12 Si tratta degli adempimenti specifici volti ad assicurare l’effettiva attuazione del quadro di responsabilità definito

dalla RMTG (Allegato B alla deliberazione ARG/gas 184/09) e dai decreti ministeriali di cui alla Legge n. 166/09 fra i

quali in particolare: definizione del piano di adeguamento e manutenzione finalizzato alla creazione di un sistema

armonizzato di misura della rete di trasporto, protocollo per la regolazione dei flussi informativi con i soggetti

responsabili che consenta, tra l’altro, l’effettiva vigilanza e coordinamento dei soggetti responsabili del metering da

parte di Snam Rete Gas, procedure per l’accesso agli impianti da parte dei soggetti coinvolti, adeguamento della

disciplina contenuta nei diversi codici, della normativa tecnica, ecc… 13 Anche in questo caso è lecito attendersi una riduzione funzione quadratica del numero di anni se i valori annuali del

GNC non sono correlati tra loro, mentre la riduzione sarà meno consistente qualora questi valori siano ancora correlati

tra loro.

-0,8%

-0,6%

-0,4%

-0,2%

0,0%

0,2%

0,4%

0,6%

0,8%

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

GN

C/I

(%

)

1° 2° 3° 4° 5°

Incertezza prevista

annuale (0.30 %)

Valore medio ipotizzato

quinquennale

Valore medio attuale

quinquennale

Incertezza attuale

annuale (0.60%)

Incertezza attuale media

quinquennale (0.4%)

Incertezza prevista media

quinquennale (0.15%)

Valori di GNC

ipotizzabili

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In conclusione, adottando le suddette azioni strategiche, è ragionevole ipotizzare che nel breve

periodo il valore tipico del GNC possa diminuire sensibilmente, come dimostrano le simulazioni

effettuate applicando il modello di stima dell’incertezza messo a punto dagli autori.

Da questa analisi è presumibile ipotizzare, infatti, che sia l’incertezza sul GNC annuale che la sua

media su base quinquennale possano essere significativamente ridotti. Infatti dai valori attuali

dell’incertezza (stimata pari rispettivamente a ±0.6% e ±0.4% con un livello di confidenza del 95%)

è lecito attendersi una riduzione fino a valori prossimi a ±0.3% e ±0.15%, rispettivamente. Pertanto,

potranno essere assunti come limiti di tolleranza tendenziali i medesimi valori stimati

dell’incertezza.

Ulteriori e significativi miglioramenti potrebbero essere introdotti da un aggiornamento dello studio

per la conferma dei fattori di emissione connessi alle perdite in rete (risalente al 1995).

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6. Bibliografia

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[24] L.Grady, “Determination of leakage and unaccounted for gas – transmission”, San

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[25] ISO/IEC Guide 98-1:2009 Uncertainty of measurement -- Part 1: Introduction to the

expression of uncertainty in measurement, Geneve

[26] ISO/IEC Guide 98-3:2008 Uncertainty of measurement -- Part 3: Guide to the

expression of uncertainty in measurement (GUM:1995)

[27] Legge 20 novembre 2009 n.166 (di conversione del D.L. 25 settembre 2009 n. 135);

[28] DM 26 aprile 2010 del Ministro dello Sviluppo Economico “Approvazione disciplinare

tipo per i permessi di prospezione e di ricerca e per le concessioni di coltivazione di

idrocarburi liquidi e gassosi in terraferma, nel mare territoriale e nella piattaforma

continentale”;

[29] Deliberazione dell’Autorità 1 luglio 2003, n. 75/03 di approvazione del codice di rete

predisposto dalla società Snam Rete Gas S.p.A. e relativi allegati;

[30] Deliberazione dell’Autorità per l’energia elettrica e il gas 1 dicembre 2009, ARG/gas

184/09 e in particolare l’Allegato B, relativo alla Regolazione delle tariffe per il servizio

di misura del trasporto di gas naturale per il periodo di regolazione 2010-2013 (RMTG)

[31] DM 18 giugno 2010 del Ministro dello Sviluppo Economico recante disposizioni per i

sistemi di misura installati nell’ambito delle reti nazionali e regionali di trasporto del

gas e per eliminare ostacoli all’uso ed al commercio degli stessi, anche in relazione alla

procedura di infrazione n. 2007/491 (ex art. 7 comma 1 Legge 166/09).

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Indice delle Tabelle

Tabella I Valori annuali delle grandezze consuntivate nei bilanci SRG (anno 2004-2008)

Tabella II Quantità percentuali rispetto al gas immesso (bilanci SRG anno 2004-2008)

Tabella III Elementi primari presenti sulla rete di trasporto del gas naturale.

Tabella IV Cause di errore sulla misura delle quantità di gas in ingresso/uscita

Tabella V Descrizione dettagliata delle emissioni di gas naturale per SNAM Rete Gas [6]

Tabella VI Valori di incertezza sul termine svaso-invaso

Tabella VII GNC medio mensile sulla rete NG-UK

Tabella VIII Andamento del GNC negli USA

Tabella IX Analisi delle incertezze (livello di confidenza 95%) sui bilanci annuali 2004-2008 con

correlazioni positive sui prelievi (r=0.05; 0.1; 0.2; 0.3; 0.4)

Indice delle Figure

Figura 1 Bilancio sulla rete di trasporto del gas naturale

Figura 2 Andamento mensile delle quantità immesse sulla rete di trasporto (bilanci SRG anno 2004-

2008): a) energia (milioni di GJ); b) volumi standard (miliardi di Sm3)

Figura 3 Errore tipico sulla curva caratteristica: a) volumetrica; b) venturimetrica

Figura 4 Influenza dell’errore in temperatura sul GNC e andamento mensile delle temperature di

esercizio(°C) in alcuni impianti di riconsegna verificati sul campo

Figura 5 Schema catena di misura venturimetrica

Figura 6 Schema catena di misura volumetrica

Figura 7 Andamento mensile delle quantità autoconsumate sulla rete di trasporto (bilanci SRG anno

2004-2008): a) percentuali; b) assolute in volumi standard (milioni di Sm3)

Figura 8 Stima emissioni di gas naturale sulle reti di trasporto: a) USA; b) italiana

Figura 9 Andamento mensile delle perdite sulla rete di trasporto (bilanci SRG anno 2004-2008): a)


Figura 10 Andamento mensile del line-pack sulla rete di trasporto (bilanci SRG anno 2004-2008): a)


Figura 11 Andamento del GNC medio mensile sulla rete NG-UK

Figura 12 Rete di trasporto del gas naturale in USA

Figura 13 Andamento mensile del GNC sulla rete di trasporto (bilanci SRG anno 2004-2008): a)

percentuale; b) assoluto in milioni di volumi standard (Sm3)

Figura 14 Correlazione tra l’errore sul GNC e l’errore sulla temperatura sulle riconsegne al variare

della temperatura esterna

Figura 15 Correlazione tra il GNC e la quantità di gas immesso

Figura 16 Correlazione tra il GNC e la quantità di gas immesso

Figura 17 Contributi Incertezza sul GNC

Figura 18 Andamento dell’incertezza a seguito del piano di adeguamento ipotizzato

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